Lựa chọn cấu trúc giếng khoan Slimhole cho giai đoạn phát triển Lô B&48/95 và Lô 52/97

ĐỊA KỸ THUẬT SỐ 2+3-2018 3 
LỰA CHỌN CẤU TRÖC GIẾNG KHOAN SLIMHOLE 
CHO GIAI ĐOẠN PHÁT TRIỂN LỒ B&48/95 VÀ LÔ 52/97 
NGUYỄN TRẦN TUÂN* 
Select the slim hole structure for development at block B&48/95 and 
52/97 
Abstract: In this paper, the author presents some research results on 
drilling technology at zone B & 48/95 and zone 52/97. The project is 
expected to have potential for gas and condensate and could be producted 
over the next 30 years. The project area is offshore, the gas deposits of the 
Kim Long-Evil-Whale mines (KL-AQ-CV) are located in the J and non-J 
sandstones. Therefore, the projected completion of the well is expected to 
be accomplished using a slimhole monobore with a diameter of 2-7 / 8 
inch and a diameter of 6-1 / 8 inches. The wells will be selected for 
extraction for specific J and non-J sand volumes depending on the well 
results. Based on the characteristics of the mine, geological conditions, the 
authors have studied and made suitable choices for development wells, 
boundary wells, water pumping wells, water treatment seam. In addition, 
the author has designed the tube and pipe columns based on the results 
and conclusions of the survey with similar wells of Chevron conducted in 
the Thailand bay. 
Key words: Well structure, field development, Blocks B, 48/95 and 52/97. 
1. GIỚI THIỆU SƠ LƯỢC VỀ LÔ B&48/95, 
LÔ 52/97 VÀ DỰ ÁN PHÁT TRIỂN MỎ* 
Lô B&48/95 và Lô 52/97 nằm ở khu vực 
ngoài khơi phía T y Nam Vi t Nam, thu c 
 ồn trũng Malay - Thổ Chu v i đ s u nƣ c 
 iển trung ình khoảng 77 m và khoảng cách 
đến ờ 250 km, cách nhà máy nhi t đi n Ô 
Môn khoảng 400 km (Hình 1). Tổng di n tích 
phát triển và di n tích c a 2 Lô là 3.002,5 
km
2
 [1]. 
Theo báo cáo trữ lƣợng dầu khí tại chỗ 
(RAR) năm 2004, các Lô B&48/95 và Lô 52/97 
đã phát hi n dầu thƣơng mại vào ngày 
08/5/2002 v i trữ lƣợng thu hồi cấp 2P là 5.681 
tỷ kh i khí và 23,53 tri u thùng condensat ; 
theo áo cáo trữ lƣợng cập nhật năm 2010 là 
*
 Bộ môn Khoan- Khai thác Trường Đại học Mỏ - Địa chất 
 ĐT:098 9556779 
 E-mail: nguyentrantuan1102@gmail.com 
6.009 tỷ kh i khí, tƣơng đƣơng v i 170 tỷ 
mét kh i khí và 25,3 tri u thùng condensat. 
Kế hoạch phát triển mỏ đại cƣơng (ODP) đ i 
v i các mỏ Kim Long, Ác Quỷ và Cá Voi đã 
đƣợc Tập đoàn Dầu khí Vi t Nam phê duy t 
ngày 08-8-2007. Dự án phát triển mỏ đƣợc đánh 
giá v i giả định gia hạn t i năm 2044. Đ y là 
điều ki n tiên quyết để triển khai dự án, nằm 
trong nhóm các điều ki n cần đạt đƣợc để đi đến 
quyết định đầu tƣ cu i cùng (FID), đảm ảo lợi 
ích cho tất cả các Bên tham gia trong chuỗi quy 
hoạch tổng thể c a Chính ph (thƣợng nguồn, 
trung nguồn và hạ nguồn) [1]. 
Dự án đã hoàn thành công tác thăm d th m 
lƣợng. Báo cáo tính trữ lƣợng dầu khí cho các 
cấu tạo Kim Long, Ác Quỷ và Cá Voi thu c 
di n tích phát triển chung đã đƣợc Công ty 
Chevron hoàn thi n và đƣợc Th tƣ ng chính 
ph phê duy t vào năm 2004. 
ĐỊA KỸ THUẬT SỐ 2+3-2018 4 
Hình 1. Sơ đồ vị trí Lô B&48/95 và Lô 52/97 
2. KHÁI QUÁT ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT 
KHU MỎ VÀ KẾ HOẠCH KHOAN 
Đặc điểm cấu trúc và kiến tạo địa chất ể 
Malay - Thổ Chu tồn tại nhiều phát hi n dầu 
khí và nhiều đ i tƣợng có thể g y ra phức tạp 
và sự c trong công tác khoan. Địa tầng đặc 
trƣng c a ể Malay – Thổ Chu đƣợc mô tả ở 
hình 2. 
Theo kết quả minh giải địa chấn và khoan 
thăm d đã phát hi n đƣợc khí trên 5 c m mỏ: 
Kim Long, Cá Voi, Ác Quỷ, Vàng Đen và 
Thiên Hà. Trong tổng s 29 giếng khoan tìm 
kiếm, thăm d và th m lƣợng, có 20 giếng phát 
hi n khí thƣơng mại. 
Trên cơ sở Kế hoạch Phát triển mỏ, dự kiến 
các phƣơng án khoan và phát triển nhƣ sau [1]: 
a/ Trường hợp 1: Phát triển đồng thời toàn 
di n tích phát triển chung (AJD) và di n tích 
phát triển treo (SDA), ao gồm các phƣơng án: 
+ Phƣơng án 1 - Phƣơng án cao: Sẽ khoan 
754 giếng khai thác, 3 giếng ơm ép nƣ c và 23 
giếng th m lƣợng/ph n định ranh gi i. 
+ Phƣơng án 2 - Phƣơng án cơ sở: Sẽ khoan 
911 giếng khai thác, 3 giếng ơm ép nƣ c và 30 
giếng th m lƣợng/ph n định ranh gi i. 
+ Phƣơng án 3 - Phƣơng án thấp: Sẽ khoan 
1.040 giếng khai thác, 3 giếng ơm ép nƣ c và 
43 giếng th m lƣợng/ph n định ranh gi i. 
Hình 2. Cột địa tầng tổng hợp bể 
Malay - Thổ Chu 
b/ Trường hợp 2: Chỉ phát triển di n tích 
phát triển chung: 
+ Phƣơng án 4: Sẽ khoan 833 giếng khai 
thác, 3 giếng ơm ép và 29 giếng th m 
lƣợng/ph n định ranh gi i. 
3. LỰA CHỌN CẤU TRÚC GIẾNG 
KHOAN CHO GIAI ĐOẠN PHÁT TRIỂN 
MỎ CỦA DỰ ÁN 
3.1. Giếng khai thác (Slimhole monobore) 
Tất cả các giếng khai thác khí sẽ đƣợc hoàn 
thi n v i công ngh khoan giếng th n nhỏ ằng 
 thiết ị có cùng đƣờng kính trong 
(mono ores slimhole). Giếng đƣợc hoàn thi n 
v i c t ng khai thác đƣờng kính 2-7/8” thả 
trong th n giếng trần đƣờng kính 6-1/8”. 
C t ng ch ng đầu tiên là ng ch ng ề 
mặt đƣờng kính 9-5/8” đƣợc đặt trong th n 
giếng đƣờng kính 12-1/4” và trám xi măng 
(hình 3). Th n giếng đƣờng kính 12-1/4” đƣợc 
khoan thẳng đứng cho t i đ s u khoảng 350 
mét theo chiều dài th n giếng và không sử 
d ng ng ao (riser). 
ĐỊA KỸ THUẬT SỐ 2+3-2018 5 
Cấp ng ch ng thứ hai là c t ng ch ng 
trung gian đƣờng kính 7" đƣợc thả t i đ s u 
1800 mét theo chiều dài th n giếng dƣ i tầng 
Mioxen nhƣng trên ranh gi i cao nhất c a đ i 
hydrocac on. Th n giếng 8-1/2" sẽ đƣợc khoan 
định hƣ ng ằng cho ng kim cƣơng cùng v i 
đ ng cơ th y lực (mud motor). 
12-1/4" hole x 9-5/4" CSG
1000' TVD
8-1/2" hole x 7" CSG
150' TVD above 1 target
6-1/8" hole x 2-7/8" CSG TBG
st
Hình 3: Cấu trúc giếng khai thác 
Các giếng khoan đƣợc hoàn thi n v i ng 
khai thác đƣờng kính 2-7/8” thả trong th n 
giếng đƣờng kính 6-1/8” (hình 3). Th n giếng 
đƣờng kính 6-1/8” đƣợc khoan ằng cho ng 
kim cƣơng và thiết ị định t m có điều chỉnh để 
kiểm soát hƣ ng đi c a quỹ đạo giếng khoan. 
Khoảng khoan đoạn này đƣợc khoan v i h 
th ng dung dịch tổng hợp (Non-Aqueous 
Drilling Base Fluid) và xử lý phù hợp v i quy 
định c a Tập đoàn Dầu khí Qu c gia Vi t Nam, 
c a B Tài nguyên và Môi trƣờng và các tiêu 
chu n c a Nhà Điều hành. Gradient áp suất dị 
thƣờng t i đa khoảng 12 ppg đƣợc quan sát khi 
khoan qua các địa tầng c a mỏ Ác Quỷ và Cá 
Voi (khoảng đ s u từ 2000 mTVDss đến 3000 
mTVDss). Trong khi đó, thử đ tiếp nhận c a vi 
thành vỉa (FIT) ở ch n ng 7’’ khoảng 14,5ppg. 
V i chênh l ch 2,5ppg, tỷ trọng dung dịch (Mud 
Weight Window) đ để tăng áp suất khi khoan 
qua các địa tầng này mà vẫn vỉa không ị phá 
vỡ. Nhƣ vậy, thiết kế giếng khoan v i cấu trúc 3 
c t ng đ để kiểm soát tầng áp suất dị thƣờng 
trong khoảng khoan này. 
Các thiết ị khoan và logging 
DD/LWD/MWD/Wireline cho khoảng khoan 
đƣờng kính 6-1/8” có thể hoạt đ ng ở nhi t đ 
t i đa 175 đ C. 
3.2. Giếng khoan phân định ranh giới 
(Delineation Wells) 
Giếng khoan ph n định ranh gi i 
(Delineation wells) là những giếng nhằm ph n 
định phạm vi có thể phát triển c a vỉa chứa ở vị 
trí tiếp xúc v i ranh gi i nƣ c vỉa. Giếng khoan 
đƣợc thiết kế gi ng nhƣ các giếng khoan phát 
triển, ngoại trừ hai sự khác i t sau đ y: 
- Cấp ng ch ng đầu tiên v i đƣờng kính 
ngoài là 9-5/8" đƣợc thiết kế để khoan mà 
không cần dùng ng ao (riser) cho t i đ s u 
khoảng 350 m. Sau đó sẽ ơm trám xi măng để 
giữ cho c t ng ch ng 9-5/8" chắc chắn. 
- Phần th n giếng đi qua tầng sản ph m sẽ 
đƣợc khoan ằng cho ng kim cƣơng 6-1/8" và 
thiết ị định t m có điều chỉnh quỹ đạo nhƣ các 
giếng khoan phát triển t i đ s u cu i cùng c a 
giếng. Sau khi đo địa vật lý giếng khoan để 
th m định lại cấu tạo vỉa sản ph m, giếng khoan 
có thể sẽ huỷ ỏ vĩnh viễn. 
3.3. Giếng bơm ép nƣớc, xử lý nƣớc vỉa 
Nƣ c từ vỉa sẽ đƣợc sử d ng cho các giếng 
 ơm ép nƣ c. Sẽ khoan 3 giếng ơm ép nƣ c 
trong năm đầu tiên c a dự án. Sau đó, dựa vào 
hi u suất thu hồi dầu và lƣợng nƣ c vỉa sinh ra 
sẽ khoan thêm giếng ơm ép nƣ c ở giai đoạn 
cu i c a mỏ. 
ĐỊA KỸ THUẬT SỐ 2+3-2018 6 
Bảng 1. Giếng bơm ép nƣớc nƣớc và lựa chọn vị trí bơm ép nƣớc 
Vị trí ơm ép nƣ c Lợi ích Đánh giá r i ro 
Bơm ép nƣ c tại vị trí rất 
nông (trên tầng Mioxen 
giữa, ất chỉnh hợp) 
Giá thành giếng 
khoan thấp nhất 
- Không giữ đƣợc tính chất nguyên trạng c a 
đất đá. 
- Nhiều r i ro sẽ xuất hi n. 
Bơm ép nƣ c tại vị trí nông 
(1.500m đến 1.750m 
TVDSS) 
Giá thành giếng 
khoan thấp 
- Không iết đƣợc phạm vi ph n c a tầng 
cát kết. Không tăng đ rỗng c a tầng cát kết. 
- Làm nứt vỉa và nén ép áp suất cho khoảng sẽ 
khoan qua sau này. 
Bơm ép nƣ c tại vị trí s u 
(tầng Jsand, dƣ i 3000m 
TVDSS) 
Chắc chắn ngăn 
chặn đƣợc các r i 
ro; sự vô hạn vỉa. 
- Giá thành giếng khoan cao. 
- Yêu cầu áp suất ơm ép nƣ c trên ề mặt l n. 
Vị trí t i ƣu c a các giếng ơm ép nƣ c đang 
đƣợc nghiên cứu, sẽ ph n tích, đánh giá r i ro 
khi có thêm thông tin. Bảng 1 sẽ cung cấp m t 
s yếu t liên quan đến vi c lựa chọn vị trí ơm 
ép nƣ c. 
4. THIẾT KẾ ỐNG CHỐNG VÀ CỘT 
ỐNG KHAI THÁC 
Thiết kế c t ng ch ng và c t ng khai thác 
dựa trên dữ li u kiểm soát giếng khoan, tính 
nguyên vẹn c a th n giếng, khả năng khoan 
định hƣ ng, phƣơng pháp hoàn thi n giếng và 
mức đ thu hồi dầu trong tƣơng lai. Phần trên 
c a c t ng khai thác thiết kế v i 13 kết cấu 
nhằm ngăn chặn sự mài m n th n ng trong quá 
trình khai thác. Các tiêu chu n này đƣợc lựa chọn 
dựa trên kết quả và kết luận từ các tài li u điều 
tra khảo sát các giếng khoan tƣơng tự c a Công 
ty Chevron đã thực hi n ở trong vùng Vịnh Thái 
Lan. Các thông s kỹ thuật cơ ản c a các cấp 
 ng ch ng cho các giếng phát triển và giếng ơm 
ép nƣ c nƣ c; cho các giếng ph n định ranh gi i 
đƣợc trình ày ở ảng 2 và ảng 3. 
Bảng 2. Các thông số kỹ thuật ống chống cho giếng phát triển và giếng bơm ép nƣớc 
Loại 
 ng 
(inch) 
Đ s u 
ch ng 
 ng 
(mTVD) 
Mác 
thép 
Trọng 
lƣợng 
(lb/ft) 
Loại đầu n i 
Áp 
suất 
kiểm 
tra 
(psi) 
Đặc tính ng ch ng 
Ứng suất 
u n dọc 
(psi) 
Ứng 
suất nổ 
(psi) 
Ứng suất 
căng 
(1000lb) 
9-5/8 350 N-80 40 
Buttress 
Connection 
800 3.090 5.750 915 
7 1.500 N-80 23 
Buttress 
Connection 
5.000 3.830 6.340 533 
2-7/8 1.500 
13 
Cr 
6.4 
Premium 
Thread 
5.000 11.160 10.570 105 
2-7/8 
Total 
depth 
1.500 
L-80 6.4 
Premium 
Thread 
5.000 11.160 10.570 105 
ĐỊA KỸ THUẬT SỐ 2+3-2018 7 
Bảng 3. Các thông số kỹ thuật ống chống cho các giếng phân định ranh giới 
Loại 
 ng 
(inch) 
Đ s u 
ch ng 
 ng 
(mTVD) 
Mác 
thép 
Trọng 
lƣợng 
(lb/ft) 
Loại đầu n i 
Áp suất 
kiểm tra 
(psi) 
Đặc tính ng ch ng 
Ứng suất 
u n dọc 
(psi) 
Ứng 
suất nổ 
(psi) 
Ứng suất 
căng 
(1000lb) 
9-5/8 350 N-80 40 
Buttress 
Connection 
800 3.090 5.750 915 
7 1.500 N-80 23 
Buttress 
Connection 
5.000 3.830 6.340 533 
5. KẾT LUẬN 
Trong quá trình khoan phát triển mỏ tại Lô 
B&48/95 và Lô 52/97, vi c nghiên cứu lựa chọn 
cấu trúc giếng khoan hợp lý là vô cùng cần thiết 
trên nhiều phƣơng di n, góc đ . Kết hợp kinh 
nghi m khoan ở vịnh Thái Lan và điều ki n đặc 
thù địa chất c a mỏ, tác giả đã nghiên cứu đề 
xuất lựa chọn cấu trúc giếng khoan slim hole 
trong giai đoạn phát triển mỏ đảm ảo các chỉ 
tiêu về kinh tế, kỹ thuật và công ngh . Theo 
đánh giá c a nhiều chuyên gia trong ngành, hi n 
nay Mỏ Phú Qu c POC và các Nhà thầu hoàn 
toàn có khả năng triển khai thi công các giếng 
Slimhole, tuy nhiên cần m t khoảng thời gian 
nhất định để vừa thi công, vừa rút kinh nghi m 
để hợp lý hóa các công đoạn nhằm giảm thời 
gian thi công cũng nhƣ giảm chi phí khoan. 
Tuy nhiên trong quá trình triển khai cũng có 
thể gặp các r i ro dẫn t i tăng chi phí khoan do 
m t s nguyên nh n ch quan và khách quan 
nhƣ sau: 
- Kinh nghi m thi công giếng khoan dạng 
slimhole tại Vi t Nam c n hạn chế, nên có thể 
xảy ra các r i ro trong quá trình khoan sẽ dẫn 
đến r i ro trong vi c tăng chi phí khoan. 
- R i ro khi khoan không gặp vỉa sản ph m 
(Giếng khô), do đó phải khoan giếng khác thay 
thế cũng làm tăng chi phí khoan. 
- Khả năng tăng giá các dịch v khoan khi 
giá dầu tăng và làm tăng chi phí khoan. 
Để hạn chế t i đa các r i ro dẫn t i tăng chi 
phí khoan cho toàn dự án cần thực hi n: 
- Thuê những ngƣời điều hành khoan cũng 
nhƣ những ngƣời làm vi c trực tiếp trên giàn 
khoan đã có kinh nghi m khoan giếng slimhole, 
đặc i t là những ngƣời đã điều hành khoan 
giếng slimhole ở vùng Vịnh Thái Lan. 
-Tất cả các dịch v khoan cần đƣợc đấu thầu 
cạnh tranh qu c tế để lựa chọn các Nhà thầu có 
đ tiêu chu n công ngh -kỹ thuật và giá cạnh 
tranh nhỏ nhất để giảm chi phí khoan. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
1. Tài li u n i Tổng công ty thăm d khai 
thác dầu khí (2016). 
2. Trƣơng iên và nnk iên dịch (2007), C m 
nang kỹ sƣ công ngh khoan các giếng s u NXB 
KHKT, Hà N i. 
3. Petrovietnam Exploration Production 
Corporation, 2014. Drill bit final well report, 
Performance report of HRD-1X-ST for PVEP 
Người phản biện: PGS,TS. NGUYỄN XUÂN THẢO